DE10314592B4

DE10314592B4 - Verfahren zum Identifizieren von Störungen in Leistungstransformatoren

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Publication number: DE10314592B4
Application number: DE10314592.3A
Authority: DE
Inventors: Mark D. Perkins; Asim Fazlagic
Original assignee: ABB Technology AG
Current assignee: Hitachi Energy Switzerland AG
Priority date: 2002-04-03
Filing date: 2003-03-31
Publication date: 2015-12-31
Anticipated expiration: 2023-04-01
Also published as: US20030189431A1; DE10314592A1; FR2839188B1; BR0300948A; GB2387234B; GB2387234A; GB0307258D0; US6870374B2; FR2839188A1; BRPI0300948B1

Abstract

Verfahren zum Identifizieren einer Störungsart in einem Isolationssystem eines Leistungstransformators mit den Schritten: Messen der dielektrischen Verluste in einem Abschnitt des Isolationssystems, Berechnen theoretischer dielektrischer Verluste für den Abschnitt auf der Basis der Materialeigenschaften, Geometrie und Temperatur des Abschnittes, Erzeugen einer graphischen Darstellung der prozentualen Differenz zwischen den gemessenen und den berechneten dielektrischen Verlusten und Vergleichen der Form der graphischen Darstellung mit der Form einer oder mehrerer graphischer Darstellungen der prozentualen Differenz zwischen gemessenen und theoretischen dielektrischen Verlusten in einem oder mehreren anderen Isolationsabschnitten, die je eine bekannte spezifische Störungsart aufweisen, wobei die prozentuale Differenz der Quotient einer Teilung der Differenz zwischen berechnetem theoretischem dielektrischem Verlust und gemessenem dielektrischem Verlust durch den berechneten theoretischen dielektrischen Verlust ist.

Description

Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Identifizieren von Störungen in Leistungstransformatoren.
Leistungstransformatoren haben typischerweise eine Isolation, die zwischen oder rings um die verschiedenen leitfähigen Wege im Transformator angeordnet ist. Die Isolation besteht oft aus Papier- oder Zellulosematerial. Üblicherweise wird bei Leistungstransformatoren auch Mineralöl als Isolator verwendet.
Defekte und andere Störungen in der Isolation eines Leistungstransformators können das Betriebsverhalten des Transformators wesentlich verschlechtern und im Extremfall zu potentiell gefährlichen Fehlfunktionen führen. Beispielsweise können Feuchtigkeit und Verschmutzungen die Isoliereigenschaften von Öl, Papier und Zelluloseisolatoren verschlechtern. Die Eigenschaften eines Isolators können auch schlechter werden, wenn der Isolator größeren Spannungen als der Nennspannung ausgesetzt wird. Darüber hinaus können Defekte wie Hohlräume und Risse sowie übermäßige Feuchtigkeit und Kohlenstoffspuren die Eigenschaften der Papier- oder Zelluloseisolation verschlechtern. Die Isoliereigenschaften von Öl können sich verschlechtern infolge fortgeschrittener Alterung, Überhitzung oder chemischer Verschmutzung.
Wegen der Bedeutung der Isolation für das gesamte Betriebsverhalten eines Leistungstransformators wird die Isolation oft Diagnosechecks unterzogen. Zum Beispiel wird üblicherweise die Wirksamkeit der Isolierung neuer und erneuerter Leistungstransformatoren untersucht und beurteilt, bevor der Leistungstransformator in Betrieb geht. Darüber hinaus wird die Isolierung in Betrieb befindlicher Leistungstransformatoren oft periodisch geprüft, um zu gewährleisten, dass die Isolation in Ordnung ist.
Beispielsweise beschreibt das US-Patent 3,189,818 eine tragbare Isolationstestvorrichtung, bei der mittels einer Schering-Brücke der Energieverlust oder die Kapazität einer Isolation, insbesondere die Isolation einer Buchse, gemessen wird, wenn eine Wechselspannung eines bekannten Wertes an die Isolation angelegt wird, um so einen Defekt der Isolation, beispielsweise verursacht durch das Eindringen von Feuchtigkeit, festzustellen.
Das US-Patent 2,682,168 beschreibt eine Vorrichtung zur Messung von Feuchtigkeit in einem elektrischen Transformator. Eine so genannte „Trockenheitsbildvorrichtung” wird, wenn der Transformator fertig hergestellt ist, in diesem befestigt. Wenn der Transformator an Ort und Stelle installiert wird, wird die Vorrichtung aus dem Transformator entfernt und beispielsweise mittels eines Leistungsfaktortests auf Feuchtigkeit kontrolliert.
Das US-Patent 5,469,066 beschreibt eine Vorrichtung für das Feststellen von Feuchtigkeit oder anderen Störungen in einem elektrischen Kabel. Dabei wird der Spannungsverlust über einem mit dem Kabel verbundenen und mit einem Wechselspannungstestsignal gespeisten Widerstand gemessen und daraus auf den dielektrischen Verlust der Isolierung geschlossen.
Die üblichen Diagnosechecks für die Isolation von Leistungstransformatoren eignen sich, die Gegenwart einer Abnormität wie einer Störung im Isolationssystems zu identifizieren. Zum Beispiel ist der sogenannte (und im folgenden beschriebene) ”Leistungsfaktortest” des American National Standards Institute ein üblicherweise angewandter Diagnosecheck. (Der Leistungsfaktortest entspricht im wesentlichen dem sogenannten ”tan-δ-Test”.) Diagnosechecks wie der Leistungsfaktortest können zwar die Gegenwart einer Abnormität anzeigen; diese Arten von Checks geben jedoch keinen Hinweis auf die Art der vorhandenen Abnormität.
Zur Identifizierung der spezifischen Art einer Abnormität ist es oft notwendig, den Transformator zu leeren und wenigstens zum Teil auseinander zu nehmen. Zum Beispiel wird ein übermäßig hoher Widerstand im Kern-Erde-Pfad eines Leitungstransformators manchmal als übermäßige Feuchtigkeit in der Zelluloseisolierung des Leistungstransformators fehlgedeutet. Mit anderen Worten, die gegenwärtig zur Verfügung stehenden Diagnosetests eigenen sich, die Gegenwart dieser Arten von Fehlern zu identifizieren, sie eignen sich jedoch oft nicht, zwischen diesen Fehlern zu differenzieren. Leistungstransformatoren werden daher gelegentlich einer zeitaufwendigen und teuren Trocknung in der falschen Annahme unterzogen, dass sich in der Isolierung des Leistungstransformators übermäßig viel Feuchtigkeit befindet.
Hiervon ausgehend liegt der Erfindung die Aufgabe zugrunde, ein Diagnoseverfahren anzugeben, mit dessen Hilfe sich die Gegenwart einer Störung und die Art der Störung im Isoliersystem eines Leistungstransformators bestimmen lassen.
Diese Aufgabe wird erfindungsgemäß durch das in dem Anspruch 1 beschriebene Verfahren gelöst.
Bevorzugte Weiterbildungen und Ausgestaltungen der erfindungsgemäßen Verfahren sind Gegenstand der jeweiligen Unteransprüche.
Im folgenden werden Ausführungsformen der erfindungsgemäßen Verfahren an Hand der Zeichnung erläutert. Es zeigen:
1 das Fließdiagramm eines bevorzugten Verfahrens zur Identifizierung einer Störungsart im Isoliersystem eines Leistungstransformators,
2 eine schematische Darstellung eines Leistungstransformators zur Erläuterung des Verfahrens nach 1,
3 ein vereinfachtes Ersatzschaltbild des Isoliersystems des Leistungstransformators der 2,
4 eine Reihe dielektrischer Frequenzgang-Fehlerkurven für einen Abschnitt der Isolierung eines Leistungstransformators, wobei die Frequenzgang-Fehlerkurven unterschiedlichen Werten des Widerstandes der Kern-Erde-Strecke des Transformators entsprechen,
5 die dielektrische Frequenzgang-Fehlerkurve für einen Abschnitt der Isolierung vor und nach der Korrektur einer den Isolationsabschnitt beeinträchtigenden Störung,
6 eine erste dielektrische Frequenzgang-Fehlerkurve eines Abschnitts der Isolierung eines ersten Transformators, bei dem der Widerstand der Kern-Erde-Strecke größer als normal ist, und eine zweite dielektrische Frequenzgang-Fehlerkurve eines Abschnitts der Isolierung eines zweiten Transformators mit einem normalen Kern-Erde-Widerstand,
7 die dielektrische Frequenzgang-Fehlerkurve für einen Isolierungsabschnitt, in dem die Feuchtigkeit über dem normalen Wert liegt und
8 die dielektrische Frequenzgang-Fehlerkurve für einen chemisch verschmutzten Isolierabschnitt.
1 zeigt im Fließdiagramm ein bevorzugtes Verfahren 10 zum Identifizieren oder Erkennen einer Abnormität, d. h. eines Fehlers im Isolationssystem eines elektrischen Leistungstransformators. Das Verfahren 10 wird in Verbindung mit einem herkömmlichen Leistungstransformator 50 (2) beschrieben. Spezifische Einzelheiten bezüglich des Leistungstransformators 50 werden nur beispielhaft dargestellt, weil das Verfahren 10 in Verbindung mit praktisch jeglicher Leistungstransformatorart anwendbar ist.
Der Leistungstransformator 50 enthält einen Kern 52 mit einem Schenkel 52a (der Kern 52 weist weitere in 2 nicht sichtbare Schenkel auf). Der Transformator 50 enthält ferner eine um den Schenkel 52a gelegte Niederspannungswicklung 56 und eine die Niederspannungswicklung 56 umschließende Hochspannungswicklung 54. Kern 52, Hochspannungswicklung 54 und Niederspannungswicklung 56 sind in einem dicht verschlossenen Gehäuse 60 untergebracht. Der Transformator 50 ist in 2 nur schematisch dargestellt. Verschiedene Komponenten des Transformators 50 sind in 2 nicht dargestellt, während der Abstand zwischen einigen der gezeigten Komponenten der besseren Klarheit halber übertrieben groß gezeigt ist.
Die Hochspannungswicklung 54 ist über am Gehäuse angebrachte Hochspannungs-Durchführungen 62 mit einer nicht gezeigten Wechselspannungsquelle verbunden. Die Hochspannungs-Durchführungen 62 enthalten je einen Leiter, der den elektrischen Strom durch das Gehäuse 60 führt. Die Hochspannungs-Durchführungen 62 weisen ferner je einen Porzellanring auf, der das Gehäuse 60 vom Leiter isoliert und den Spalt zwischen Gehäuse 60 und Leiter dicht verschließt.
Die Niederspannungswicklung 56 ist über am Gehäuse 60 angebrachte Niederspannungs-Durchführungen 64 mit einer nicht gezeigten Last verbunden. Die Niederspannungs-Durchführungen 64 weisen je einen Leiter auf, der den elektrischen Strom durch das Gehäuse 60 führt. Jede Niederspannungs-Durchführung 64 weist ebenfalls einen Porzellanring auf, der das Gehäuse 60 vom Leiter isoliert und den Spalt zwischen Gehäuse 60 und Leiter abdichtet.
Das Gehäuse 60 bildet die gemeinsame Erdverbindung für den Transformator 50. Der Kern 52 ist an einer einzigen Stelle auf die Masse des Gehäuses 60 geführt, und zwar mittels eines Kabels 82, das die äußere Oberfläche des Gehäuses 60 berührt. Das Kabel 82 verläuft über eine an der äußeren Oberfläche des Gehäuses 60 befestigte Kern-Erdungsbuchse 83 durch das Gehäuse 60. Die Erdungsbuchse 83 weist einen Porzellanring auf, der das Gehäuse 60 vom Kabel 82 isoliert und den Spalt zwischen Gehäuse 60 und Kabel 82 abdichtet. Alternativ kann das Kabel 82 direkt an der inneren Oberfläche des Gehäuses 60 befestigt werden.
Die Hochspannungswicklung 54 wird durch die Wechsel- beziehungsweise Drehspannung von der Spannungsquelle gespeist und erregt. Die Wechselspannung induziert im Kern 52 einen Magnetfluß, der proportional ist zur Anzahl der Windungen in der Hochspannungswicklung 54. Der Magnetfluß durchdringt die Niederspannungswicklung 56 und induziert in dieser eine Spannung, die proportional ist zur Anzahl der Windungen der Niederspannungswicklung 56.
Der Transformator 50 enthält eine Isolierung, durch die verschiedene metallische Komponenten innerhalb des Transformators 50 voneinander isoliert werden. Zum Beispiel enthält der Transformator 50 zwischen der Hoch- und der Niederspannungswicklung 54, 56 angeordnete Trennwände 74a und Abstandsstücke 72a. Die Trennwände 74a und die Abstandsstücke 72a bestehen aus starrem, massivem Isoliermaterial wie Zellulose-Preßpappe oder Papier und isolieren die Hochspannungswicklung 54 von der Niederspannungswicklung 56.
Der Transformator 50 enthält ferner Trennwände 74b und Abstandstücke 72b, die zwischen der Niederspannungswicklung 56 und dem Kernschenkel 52a angeordnet sind. Sie isolieren die Niederspannungswicklung 56 vom Kern 52. Ferner sind Abstandsstücke 72c vorgesehen, die den Kern 52 vom Gehäuse 60 isolieren. Schließlich dienen Trennwände 74c als Isolierung zwischen dem Gehäuse 60 und den Wicklungen 56, 54. Weitere isolierende Trennwände und Abstandsstücke sind zwischen weiteren geerdeten Komponenten des Transformators 50 vorgesehen.
Das Gehäuse 60 des Transformators 50 ist mit einer Isolierflüssigkeit, zum Beispiel Mineralöl 76, gefüllt. Das Mineralöl 76 wirkt sowohl als Isolier- als auch als Kühlmedium innerhalb des Gehäuses 60. So sind beispielsweise die Hoch- und die Niederspannungswicklung 54, 56 sowohl durch das Mineralöl 76 als auch durch die Trennwände 76a und Abstandsstücke 72a voneinander isoliert.
Die Hoch- und die Niederspannungswicklung 54, 56 haben je ihr eigenes inneres Isoliersystem bestehend aus festem, massivem Material wie Zellulose-Preßpappe oder Papier und Mineralöl als Isolierflüssigkeit.
Das Isoliersystem des Leistungstransformators 50 (mit seinen internen und äußeren Isolierstrukturen) ist in dem vereinfachten Ersatzschaltbild der 3 gezeigt.
Spezifische Einzelheiten bezüglich des Verfahrens 10 sind die folgenden: Das Verfahren 10 umfaßt das Identifizieren der Gegenwart einer Störung und der ungefähren Lage derselben im Isoliersystem des Leistungstransformators 50. Dies geschieht durch Isolieren bestimmter Abschnitte des Isoliersystems innerhalb des Leistungstransformators 50 und Durchführen einer Prüfung auf jedem isolierten Abschnitt unter einer festgelegten Gruppe von Bedingungen (Schritte 12, 13, 14 der 1). Im einzelnen können die verschiedenen Knoten innerhalb des Isoliersystems geerdet oder geschützt werden, derart, dass Knoten-Knoten- oder Knoten-Erde-Abschnitte im Isoliersystem isoliert werden, so dass die dielektrischen Verluste auf diesen Abschnitten einzeln gemessen werden können. Beispielsweise ist es möglich, den Kern 52 oder die Hoch- oder Niederspannungs-Durchführungen 62, 64 im Leistungstransformator 50 zu schützen oder aufzutrennen, so dass verschiedene Abschnitte des Isoliersystems voneinander isoliert werden. Zum Beispiel kann der Abschnitt der Isolierung zwischen der Hochspannungswicklung 54 und Erde durch Schützen oder Abtrennen der Niederspannungswicklung 56 isoliert werden.
Jeder isolierte Abschnitt des Isoliersystems kann auf herkömmliche Weise geprüft werden. Zum Beispiel kann zur Prüfung der oben erwähnte Leistungsfaktortest durchgeführt werden, wie er vom American National Standards Institute definiert ist. Ein isolierter Abschnitt kann dem Leistungsfaktortest unterzogen werden, indem an die Knoten oder Klemmen an jedem Ende des Abschnitts eine Wechselspannung von beispielsweise 10000 V angelegt wird. Mit anderen Worten, an die gegenüberliegenden Enden des Leiters, zum Beispiel der Hochspannungswicklung 54, die durch den isolierten Abschnitt der Isolierung isoliert ist, wird eine Spannung angelegt. Die angelegte Spannung hat eine Frequenz etwa gleich der Netzfrequenz des Leistungstransformators 50, das heißt 50 oder 60 Hz. Darauf werden der kapazitive Strom durch die Isolierung und der Phasenwinkel zwischen angelegter Spannung und Strom gemessen.
Der Leistungsfaktor des isolierten Abschnitts der Isolierung, der für die dielektrischen Verluste (oder tan δ) kennzeichnend ist, wird durch Berechnung des Cosinus des Phasenwinkels zwischen Spannung und Strom erhalten. Der Leistungsfaktor wird mit einem vorbestimmten Wert verglichen, um festzustellen, ob in dem fraglichen Abschnitt eine Abnormität besteht. Ist zum Beispiel der Leistungsfaktor größer als 0,005 oder 0,5 Prozent, so kann dies als Abnormität gedeutet werden.
Alternativ kann eine Prüfung auf Abnormitäten durch dielektrische Frequenzbereichs-Spektroskopie durchgeführt werden, das heißt durch Messen der dielektrischen Verluste in einem isolierten Abschnitt des Isoliersystems, während die Frequenz der angelegten Spannung über einen vorbestimmten Bereich auf verschiedene Werte gesetzt wird, zum Beispiel in einem Bereich zwischen etwa 0,01 und etwa 1000 Hz. Die sich ergebende graphische Darstellung (typischerweise eine Kurve) der dielektrischen Verluste in Abhängigkeit von der Frequenz für einen bestimmten Abschnitt wird im folgenden als ”dielektrisches Verhalten” des Abschnitts bezeichnet.
Die dielektrischen Verluste können in bekannter Weise auf der Grundlage der angelegten Spannung, des gemessenen Stroms und des gemessenen Phasenwinkels zwischen angelegter Spannung und gemessenem Strom quantifiziert werden. Ein geeignetes Gerät zum Erzeugen der Eingangsspannung und Messen des sich ergebenden Stroms und Phasenwinkels ist das Messgerät der General Electric Company mit der Modellbezeichnung IDA 200. Das aus gemessener Spannung, gemessenem Strom und gemessenem Phasenwinkel für einen bestimmten Abschnitt erhaltene dielektrische Verhalten wird im folgenden als ”gemessenes dielektrisches Verhalten” dieses Abschnitts bezeichnet.
Das gemessene dielektrische Verhalten wird für den entsprechenden Abschnitt des Isoliersystems mit einem berechneten dielektrischen Verhalten verglichen, um festzustellen, ob in diesem Abschnitt eine Abnormität besteht. Das berechnete dielektrische Verhalten ist eine theoretische Darstellung des dielektrischen Verhaltens des Abschnitts ohne Abnormität. Das berechnete dielektrische Verhalten basiert auf den Materialeigenschaften und der Geometrie der Isolierung innerhalb des Abschnitts (einschließlich der Materialeigenschaften von Öl, das in diesem Abschnitt als Isolierung dient). Das berechnete dielektrische Verhalten ist auch abhängig von der Temperatur der Isolierung bei Ermittlung des dielektrischen Verhaltens.
Der theoretische dielektrische Verlust wird auf bekannte Weise auf der Basis der oben erwähnten Faktoren für jede Frequenz berechnet, bei der der dielektrische Verlust gemessen wurde. Der berechnete dielektrische Verlust stellt eine Kurve dieser Werte in Abhängigkeit von der Frequenz dar.
Eine Abweichung zwischen gemessenem und berechnetem dielektrischem Verhalten um mehr als einen vorbestimmten Wert wird als Zeichen gewertet, dass in dem entsprechenden Abschnitt des Isoliersystems eine Abnormität besteht; sie liefert somit auch eine Anzeige der ungefähren Lage der Abnormität.
Es sei erwähnt, dass die oben beschriebenen Prüfungen zur Bestimmung der Gegenwart und ungefähren Lage einer Abnormität nur als Beispiel dienen; andere Arten von Diagnosetests können anstelle dieser besonderen Checks durchgeführt werden.
Nachdem die Gegenwart und die ungefähre Lage der Abnormität identifiziert wurden, das heißt, nachdem ein Abschnitt des Isoliersystems mit einer Abnormität erfasst wurde (Schritt 16), wird die Art der Abnormität festgestellt. Genauer: es wird eine graphische Darstellung (typischerweise eine Kurve), die die Abweichung des gemessenen dielektrischen Verhaltens vom berechneten dielektrischen Verhalten für den in Frage kommenden Abschnitt darstellt, erstellt (Schritt 18). Diese graphische Darstellung wird im folgenden als ”dielektrischer Frequenzgangfehler” des entsprechenden Abschnitts bezeichnet.
Der dielektrische Frequenzgangfehler wird ermittelt, indem der berechnete dielektrische Verlust bei jeder zugehörigen Frequenz vom gemessen dielektrischen Verlust bei der entsprechenden Frequenz abgezogen wird. Die Differenz zwischen berechnetem und gemessenem dielektrischen Verlust bei jeder Frequenz wird durch den berechneten dielektrischen Verlust bei dieser Frequenz geteilt und dann mit 100 multipliziert. Die zusammengefasste Kurve dieser Werte, aufgezeichnet als Funktion der Frequenz, stellt den dielektrischen Frequenzgangfehlerverlauf dar. Mit anderen Worten, der dielektrische Frequenzgangfehler ist eine normalisierte Funktion, die anspricht auf Änderungen des normalen Frequenzspektrums des Isoliersystems.
Anschließend wird der dielektrische Frequenzgangfehler mit anderen dielektrischen Frequenzgang-Fehlerverläufen verglichen, um die Art der im Testabschnitt vorhandenen Abnormität zu bestimmen (Schritt 20). Es wurde nämlich festgestellt, dass bestimmte Arten von Abnormitäten oft eindeutige oder unterscheidbare dielektrische Frequenzgangfehler haben. Eine „Bibliothek” oder Datenbank von dielektrischen Frequenzgangfehlern, die je einer bestimmten Art von Abnormität entsprechen, kann aus dielektrischen Frequenzgangfehlern zusammengestellt werden, die von Leistungstransformatoren mit bekannten Abnormitäten oder aus Labortests gewonnen wurden.
Ein Vergleich des dielektrischen Frequenzgangfehlers eines mit einer Abnormität behafteten Abschnitts des Leistungstransformators 50 mit den dielektrischen Frequenzgangfehlern in der Datenbank kann die Identifizierung der Art der Abnormität in diesem Abschnitt erleichtern. Mit anderen Worten, ein Abgleich des Profils des dielektrischen Frequenzgangfehlers des getesteten Abschnitts mit dem Profil eines dielektrischen Bezugs-Frequenzgang-Fehlerverlaufs, der einer bekannten Abnormität entspricht, kann die Identifizierung der Abnormität erleichtern (Schritte 22, 24). Umgekehrt wird die Art der Abnormität nicht identifiziert, wenn der Abgleich zwischen dem Profil des dielektrischen Frequenzgangfehlers des getesteten Abschnittes und dem Profil eines dielektrischen Bezugs-Frequenzgang-Fehlerverlaufs nicht erhalten wird (Schritt 25). (Es sei erwähnt, dass der dielektrische Frequenzgang-Fehlerverlauf mit der geometrischen Konfiguration des entsprechenden Abschnitts variiert. Der dielektrische Bezugs-Frequenzgangverlauf muss daher der Geometrie des zu beurteilenden Abschnitts der Isolierung entsprechen.)
Die oben beschriebenen Schritte können wiederholt werden, bis alle Abschnitte der Isolierung des Leistungstransformators 50 auf Abnormitäten geprüft wurden. (Schritt 26).
Das Verfahren 10 kann als Prüfung bei neu hergestellten, reparierten oder wiederaufbereiteten Leistungstransformatoren 50 angewandt werden. Das Verfahren 10 kann auch als Routinecheck durchgeführt werden, wenn der Leistungstransformator 50 im Betrieb ist, d. h., wenn der Leistungstransformator 50 am Einsatzort installiert ist. Ferner kann das Verfahren 10 ausgeführt werden, nachdem die Gegenwart einer Abnormität mittels des Standard-Leistungsfaktortests festgestellt wurde, oder durch virtuell andere Diagnosemittel, um den speziellen Typ der Abnormität zu klassifizieren.
Andere Arten von Diagnosetests für Leistungstransformatoren können generell die Gegenwart eines Fehlers feststellen, nicht jedoch die spezielle Art desselben. Nach dem erfindungsgemäßen Verfahren 10 können bestimmte Arten von Abnormitäten ausgeführt werden, ohne den Leistungstransformator 50 auseinander zunehmen und ohne Ablassen des Isolieröls des Leistungstransformators 50. Das erfindungsgemäße Verfahren 10 ist insbesondere vorteilhaft, wenn der Leistungstransformator 50 im Betrieb ist. Insbesondere ermöglicht es das erfindungsgemäße Verfahren 10 durch Erleichterung der Identifizierung spezieller Arten von Abnormitäten, eine unnötige Entfernung und einen unnötigen Abbau des Transformators 50 zu vermeiden, wenn die Abnormität von einer Art ist, die an Ort und Stelle behoben werden kann. Durch das erfindungsgemäße Verfahren 10 können also ein erheblicher Aufwand, Kosten und Ausfallzeiten, die oft mit der Entfernung eines Leistungstransformators von seinem Betriebsort verbunden sind, oder dem Auseinandernehmen des Leistungstransformators zur Diagnose einer Abnormität vermieden werden. Ferner kann das erfindungsgemäße Verfahren unter Verwendung leicht erhältlicher Standardausrüstung ausgeführt werden; Zeit, Aufwand und Erfahrung zur Ausführung des Verfahrens 10 sind verhältnismäßig gering.
Außerdem lassen sich durch das erfindungsgemäße Verfahren 10 Abnormitäten identifizieren, die bei herkömmlichen Diagnosetests oft missgedeutet werden. Zum Beispiel besteht eine häufig auftretende Ursache eines hohen Leistungsfaktors in Transformatoren wie dem Transformator 50 im übermäßig hohen Widerstand der Kern-Erd-Strecke. Diese besondere Abnormität oder Störung kann durch einen Widerstand zwischen dem Kern und der Kern-Erd-Schiene oder durch einen Widerstand zwischen den einzelnen Laminierungen im Kern verursacht werden, der höher ist als normal. Bei herkömmlichen Diagnosetests wie dem Leistungsfaktortest kann oft nichts zwischen einem zu hohen Widerstand in der Kern-Erd-Strecke und Feuchtigkeit in der Zelluloseisolierung des Leistungstransformators unterschieden werden. Daher werden Leistungstransformatoren mit einem hohen Leistungsfaktor in Folge eines zu hohen Widerstandes in der Kern-Erd-Strecke manchmal unnötigen Trocknungsprozeduren in der fehlerhaften Annahme unterzogen, dass sich in der Zelluloseisolierung des Transformators Feuchtigkeit befindet.
Dagegen lässt sich nach dem erfindungsgemäßen Verfahren 10 ein zu hoher Widerstand in der Kern-Erd-Strecke des Transformators 50 spezifisch identifizieren. Zum Beispiel zeigt 4 eine Reihe von experimentell gewonnenen dielektrischen Frequenzgang-Abweichungskurven der Kern-Erd-Strecke eines Zweiwicklungs-Leistungstransformators ähnlich dem Leistungstransformator 50. Der Widerstand der Kern-Erd-Strecke wurde über einen Bereich von Werten variiert, indem Widerstände mit unterschiedlichen Widerstandswert an die Erdungsschiene des Leistungstransformators angeschlossen wurden. Der dielektrische Frequenzgangfehler des entsprechenden Isolationsabschnittes wurde gemessen, während der Kern-Erd-Widerstand auf die in 4 gezeigten Werte eingestellte wurde.
4 zeigt, dass der Kern-Erd-Widerstand bei Eingangsspannungen niedrigerer Frequenz im Wesentlichen gleich bleibt. Die Profile der dielektrischen Frequenzgang-Fehlerkurven variieren jedoch bei höher frequenten Eingangsspannungen erheblich. Insbesondere hat der dielektrische Frequenzgangfehler entsprechend jedem unterschiedlichen Wert des Widerstandes ein unterschiedliches Profil bei höher frequenten Eingangsspannungen. Die Unterschiede der dielektrischen Frequenzgangfehler bei jedem Widerstandswert können benutzt werden, um einen Kern-Erd-Widerstand des Transformators zu erkennen, der höher als normal ist. Dabei kann der vom üblichen nach oben abweichende Widerstand kaum als isolationsbezogene Störung missdeutet werden.
Darüber hinaus wird der Leistungsfaktortest bei einer Frequenz der Eingangsspannung ausgeführt, so dass Abnormitäten nicht diagnostiziert werden, die bei von der Testfrequenz abweichenden Frequenzen manifest werden. Der dielektrische Frequenzgangfehler wird dagegen über einen Bereich von Eingangsspannungsfrequenzen gewonnen, so dass Abnormitäten identifiziert werden, die bei anderen Frequenzen in Erscheinung treten, die von der einzigen Testfrequenz beim Leistungsfaktortest abweichen.
5 zeigt den tatsächlichen dielektrischen Frequenzgang vor und nach der Diagnose und Korrektur einer Abnormität in einem dem Leistungstransformator 50 ähnlichen Primärtransformator. Die Gegenwart der Abnormität wurde ursprünglich auf der Basis einer hohen (mehr als 0,5%) Leistungsfaktor-Messung festgestellt. Die Abnormität wurde anschließend identifiziert als auf einem überhöhten Kern-Erd-Widerstand des Primärfaktors beruhend, und zwar durch Vergleich zwischen dem gemessenen dielektrischen Frequenzgangfehler und einem dielektrischen Bezugs-Frequenzgangverlauf entsprechend einem hohen Kern-Erd-Widerstand. Nach Inspektion des Primärtransformators wurde der Fehler auf einen Hilfstransformator zurückgeführt, der in einem elektrisch mit dem Primärtransformator verbundenen Last-Anzapfungswechsler verwendet wurde.
5 zeigt die dielektrischen Frequenzgänge für den betroffenen Abschnitt der Isolierung, gemessen vor und nach Modifikation des Hilfstransformators, um den hohen Kern-Erd-Widerstand im Primärtransformator zu reduzieren. 5 zeigt, dass der dielektrische Frequenzgangverlauf vor Korrektur dieser Abnormität ein unterschiedliches Profil aufweist in Beziehung zum dielektrischen Frequenzgangverlauf nach der Reparatur (das Profil des dielektrischen Frequenzganges nach der Reparatur ist typisch für einen Isolationsabschnitt dieser bestimmten Geometrie ohne Abnormitäten).
6 zeigt einen ersten dielektrischen Frequenzgangverlauf eines Isolationsabschnitts eines ersten Transformators mit einem überhöhten Kern-Erd-Widerstand. 6 zeigt ferner einen zweiten dielektrischen Frequenzgangverlauf eines Isolationsabschnittes eines zweiten Transformators mit einem normalen Kern-Erd-Widerstand. Wie 6 zeigt, kann dieser bestimmte Zustand durch das unterschiedliche Profil des dielektrischen Frequenzgangverlaufs des betroffenen Abschnitts identifiziert werden.
7 zeigt den dielektrischen Frequenzgang-Fehlerverlauf eines Isolationsabschnitts mit einem relativ hohen Feuchtigkeitspegel und einen zweiten dielektrischen Frequenzgang-Fehlerverlauf eines Isolationsabschnitts mit relativ niedrigem Feuchtigkeitspegel. 8 zeigt den dielektrischen Frequenzgangfehler eines chemisch kontaminierten Isolationsabschnitts. Die kennzeichnenden Profile dieser dielektrischen Frequenzgang-Verläufe entsprechen im Wesentlichen jeweils einer bestimmten Art von Abnormität der Isolation; sie können daher zur Identifikation solcher Abnormitäten in anderen Isolationsabschnitten verwendet werden.

Claims

Verfahren zum Identifizieren einer Störungsart in einem Isolationssystem eines Leistungstransformators mit den Schritten: Messen der dielektrischen Verluste in einem Abschnitt des Isolationssystems, Berechnen theoretischer dielektrischer Verluste für den Abschnitt auf der Basis der Materialeigenschaften, Geometrie und Temperatur des Abschnittes, Erzeugen einer graphischen Darstellung der prozentualen Differenz zwischen den gemessenen und den berechneten dielektrischen Verlusten und Vergleichen der Form der graphischen Darstellung mit der Form einer oder mehrerer graphischer Darstellungen der prozentualen Differenz zwischen gemessenen und theoretischen dielektrischen Verlusten in einem oder mehreren anderen Isolationsabschnitten, die je eine bekannte spezifische Störungsart aufweisen, wobei die prozentuale Differenz der Quotient einer Teilung der Differenz zwischen berechnetem theoretischem dielektrischem Verlust und gemessenem dielektrischem Verlust durch den berechneten theoretischen dielektrischen Verlust ist.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Messung des dielektrischen Verlusts im Abschnitt die Ausführung eines dielektrischen Frequenzgangtests dieses Abschnitts umfasst.
Verfahren nach Anspruch 2, wobei die Ausführung des dielektrischen Frequenzgangtests an dem Abschnitt die Ausführung mehrerer Leistungsfaktortests an dem Abschnitt umfasst, wobei jeder Leistungsfaktortest ausgeführt wird unter Verwendung einer Eingangsspannungsfrequenz, die sich von der für die anderen Leistungsfaktortests benutzen Eingangsspannungsfrequenz unterscheidet.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Erzeugung der graphischen Darstellung der prozentualen Differenz zwischen dem gemessenen und den theoretischen dielektrischen Verlusten die Erzeugung eines dielektrischen Frequenzgang-Verlaufs für den Abschnitt umfasst.
Verfahren nach Anspruch 4, wobei die Erzeugung des dielektrischen Frequenzgang-Fehlerverlaufs für den Abschnitt die Berechnung der Differenz zwischen jedem der theoretischen dielektrischen Verluste und einem entsprechenden der gemessenen dielektrischen Verluste umfasst, sowie das Berechnen eines Quotienten der Differenz und eines entsprechenden der theoretischen dielektrischen Verluste durch Teilen der Differenz durch den entsprechenden der theoretischen dielektrischen Verluste.
Verfahren nach Anspruch 5, wobei die Erzeugung des dielektrischen Frequenzgang-Fehlerverlaufs für den Abschnitt ferner die Multiplikation des Quotienten mit 100 umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend das Lesen einer oder mehrerer graphischer Darstellungen der prozentualen Differenz zwischen gemessenen und theoretischen dielektrischen Verlusten in einem oder mehreren anderen Isolationsabschnitten, die je eine bekannte spezifische Störungsart aufweisen, aus einer Datenbank.
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend das Abgleichen der Form der graphischen Darstellungen einer prozentualen Differenz zwischen den gemessenen und berechneten dielektrischen Verlusten mit der Form einer oder mehrerer graphischer Darstellungen einer prozentualen Differenz zwischen gemessenen und theoretischen dielektrischen Verlusten in einem oder mehreren anderen Isolationsabschnitten mit je einer bekannten spezifischen Störungsart.
Verfahren nach Anspruch 1, ferner umfassend die dielektrische Isolation des Abschnitts vor Messen der dielektrischen Verluste im Abschnitt.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Vergleichen der Form der graphischen Darstellung mit der Form einer oder mehrerer graphischer Darstellungen einer prozentualen Differenz zwischen gemessenen und theoretischen dielektrischen Verlusten in einem oder mehreren Isolationsabschnitten mit jeweils bekannter spezifischer Störungsart die Bestimmung umfasst, ob die Form der graphischen Darstellung von der Form einer oder mehrerer graphischer Darstellungen einer prozentualen Differenz zwischen gemessenen und theoretischen dielektrischen Verlusten in einem oder mehreren anderen Isolationsabschnitten abweicht, die je eine spezifische Störungsart aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Berechnen der theoretischen dielektrischen Verluste für den Abschnitt auf der Basis der Materialeigenschaften, der Geometrie und der Temperatur des Abschnitts das Berechnen der theoretischen dielektrischen Verluste ohne Berücksichtigung der Auswirkungen einer Störung im Abschnitt umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die dielektrischen Verluste im Abschnitt des Isolationssystems bei diskreten Frequenzen gemessen werden, durch: Speisen eines durch den Isolationsabschnitt isolierten Leiters mit einer Wechselspannung, Variieren der Frequenz der Wechselspannung zwischen mehreren diskreten Frequenzen innerhalb eines vorbestimmten Bereichs, Berechnen eines theoretischen dielektrischen Verlustes für den Isolationsabschnitt bei jeder diskreten Frequenz, Berechnen einer prozentualen Differenz zwischen dem gemessenen dielektrischen Verlust und dem theoretischen dielektrischen Verlust bei jeder der diskreten Frequenzen, Erzeugen einer Darstellung der prozentualen Differenzen zwischen dem gemessenen dielektrischen Verlust und dem berechneten dielektrischen Verlust bei jeder der diskreten Frequenzen und Vergleichen der Form der Darstellung mit der Form einer oder mehrerer Darstellungen einer prozentualen Differenz zwischen einem gemessenen dielektrischen Verlust und einem berechneten dielektrischen Verlust für einen Isolationsabschnitt mit einem bestimmten bekannten Störungstyp.
Verfahren nach Anspruch 12, ferner umfassend das elektrische Isolieren des Leiters von anderen Leitern im Leistungstransformator vor dem Speisen des Leiters.
Verfahren nach Anspruch 12, ferner umfassend das Identifizieren des Isolationsabschnitts als eine Störung aufweisend durch Vergleich wenigstens eines der gemessenen dielektrischen Verluste mit einem entsprechenden der theoretischen dielektrischen Verluste.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei das Variieren der Frequenz der Wechselspannung zwischen mehreren diskreten Frequenzen innerhalb eines vorbestimmten Bereichs das Variieren der Frequenz der Wechselspannung zwischen etwa 0,01 Hz und etwa 1000 Hz umfasst.
Verfahren nach Anspruch 12, ferner umfassend das Ablesen einer oder mehrerer vorbestimmter Darstellungen der prozentualen Differenz zwischen einem gemessenen und einem berechneten dielektrischen Verlust für einen Isolationsabschnitt aus einer Datenbank, der bekannt ist, als eine bestimmte Störungsart aufweisend.
Verfahren nach Anspruch 12, ferner umfassend das Abgleichen der Darstellung der prozentualen Differenzen zwischen den gemessenen und den berechneten dielektrischen Verlusten bei jeder der diskreten Frequenzen mit einer oder mehreren vorbestimmten Darstellungen der prozentualen Differenz zwischen einem gemessenen und einem berechneten dielektrischen Verlust für einen Isolationsabschnitt, der eine bestimmte Störungsart aufweist.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei das Berechnen des theoretischen dielektrischen Verlustes bei jeder der diskreten Frequenzen das Berechnen des theoretischen dielektrischen Verlusts bei jeder der diskreten Frequenzen unter Berücksichtigung jeglicher Störungen im Isolationsabschnitt umfasst.
Verfahren nach Anspruch 1, weiter umfassend: Messen des dielektrischen Verhaltens eines Isolationsabschnittes innerhalb eines Leistungstransformators, Berechnen des theoretischen dielektrischen Verhaltens für den Abschnitt, Identifizieren des Abschnittes als eine Störung aufweisend durch Vergleich des gemessenen dielektrischen Verhaltens und des theoretischen dielektrischen Verhaltens, Erzeugen einer dielektrischen Frequenzgangkurve für den Abschnitt und Vergleichen der dielektrischen Frequenzgangkurve mit der dielektrischen Frequenzgangkurve anderer Isolationsabschnitte mit bestimmten bekannten Störungsarten.